Апробация модифицированной технологии циклического воздействия на карбонатных коллекторах Вишанского месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина

Апробация модифицированной технологии циклического воздействия на карбонатных коллекторах Вишанского месторождения

Медведев Кирилл Юрьевич, аспирант

Аннотация

На заключительных стадиях разработки большинства месторождений Беларуси, России и зарубежье, после практически полной выработки извлекаемых запасов нефти в залежах остается большая часть первоначального объема геологических запасов. В настоящий момент, объемы добываемой нефти лишь частично компенсируются приростом запасов за счет открытия новых месторождений. Все более и более актуальным становится применение эффективных методов повышения нефтеотдачи на действующих месторождениях. Методов, которые ввиду сложившейся в настоящий момент макроэкономической ситуации не требуют значительных капитальных вложений, которые существенно увеличивают себестоимость добычи нефти. Одним из таких методов является циклическое воздействия на пласт. В данной работе представлены результаты внедрения модифицированной технологии циклического воздействия на Вишанском месторождении Республики Беларусь.

Ключевые слова: коллектор; фильтрация; проницаемость; заводнение; неоднородность; градиент давления; нефтеотдача.

Введение

На сегодняшний день в Республике Беларусь основной объем геологических и извлекаемых запасов нефти приурочен к коллекторам карбонатного типа. Сложное строение емкостного пространства карбонатных пород и наличие систем трещин различных размеров и геометрии приводят к избирательной выработке запасов по объему залежи. Высокая расчленённость и неоднородность приводят к обводнению добывающих скважин по высокопроницаемым каналам фильтрации и формированию зон незатронутых дренированием. Сложные геолого-физические характеристики продуктивных пластов привели к проявлению таких негативных факторов в процессе разработки как:

* неравномерность фронта вытеснения в условиях смешанного типа пустотного пространства пород-коллекторов;

* преждевременное опережающее обводнение добывающих скважин;

* сложная структура и пространственное распределение остаточной нефтенасыщенности;

* большая доля остаточных извлекаемых запасов нефти при высокой обводненности продукции добывающего фонда скважин [1-4].

Карбонатный коллектор представляет собой порово-кавернозные блоки (матрицы), разделенные системами трещин. В процессе разработки на стационарных режимах заводнения, фильтрация флюида происходит преимущественно по трещинам, при этом блоковая матрица вырабатывается в меньшей степени [5]. Для вытеснения нефти из блоков в системы трещин и вовлечения в активную разработку матричной части коллектора, на Вишанском месторождении был опробован модифицированный метод циклического воздействия.

Промышленная нефтеносность Вишанского месторождения связана с отложениями подсолевого терригенного и карбонатного, а также межсолевого карбонатного комплексов. Выделяется шесть залежей нефти: ланская, саргаевская, семилукская, воронежская и две межсолевые залежи западного и восточного блоков. Работы по внедрению новой технологии нестационарного воздействия выполнялись на эксплуатационном объекте, который включает в себя залежи нефти воронежского, семилукского и саргаевского горизонтов.

Залежь нефти воронежского горизонта пластовая, сводовая, тектонически и литологически ограниченная. Коллекторами в воронежском горизонте служат доломиты, мелко- и тонкозернистые. Тип коллектора - порово-каверново-трещинный.

Наибольшие значения нефтенасыщенных толщин наблюдаются в центральной присводовой части воронежской залежи в виде двух локальных участков с максимальными значениями в 20-25 м и. В западной части мощность коллектора минимальна и варьирует от 0 м до 7,6 м (рисунок.1).

Рисунок 1 - Карта суммарных толщин коллекторов воронежского резервуара.

Залежь нефти семилукского горизонта пластовая, сводовая, тектонически ограниченная. Коллекторы семилукского горизонта представлены вторичными доломитами. Тип коллектора - каверново-порово-трещинный.

Для семилукской залежи характерно мозаичное распространение коллекторов, при этом западная часть характеризуется максимальными толщинами 20-27 м, а восточная - минимальными 0-8 м (рисунок.2).

Рисунок 2 - Карта суммарных толщин коллекторов семилукского резервуара.

Залежь нефти саргаевского горизонта пластовая, сводовая, тектонически и литологически ограниченная.

Коллекторы саргаевского горизонта представлены преимущественно доломитами, а также доломитизированными известняками и известковистыми доломитами. Тип коллектора - каверново-порово-трещинный.

Для саргаевской залежи характерно мозаичное распространение коллекторов. В западной части саргаевской залежи преобладают маломощные коллектора (0-8 м), участки максимальных толщин тяготеют к присводовой части залежи (рисунок 3).

Рисунок 3 - Карта суммарных толщин коллекторов саргаевского резервуара.

Основные физико-химические свойства нефти воронежско-семилукско-саргаевских отложений следующие: давление насыщения составляет 7,60-11,80 МПа, газосодержание - 75,4-133,1 м³/т, плотность 0,849 г/см³, содержание серы 0,54 %.

В настоящее время объект разработки воронежско-саргаевского горизонта Вишанского месторождения находится на четвертой стадии разработки. Выработка запасов залежи ведется с поддержанием пластового давления методом внутриконтурного и законтурного заводнения.

Действующий фонд скважин: добывающих - 29 ед. (из них ШГН - 12 ед., УЭЦН - 17 ед.), нагнетательных - 11 ед. Плотность сетки скважин - 31,2 га/скв. Около 40 % (11 скважин) действующего фонда эксплуатируются с обводненностью более 90 %. Средний дебит нефти по объекту составляет 5,2 т/сут, по жидкости - 40,8 т/сут. Текущая обводненность продукции 87,3 %.

Текущее пластовое давление по объекту составляет: в зоне отборов 17,3 МПа, на линии нагнетания - 24,5 МПа. Текущая компенсация обеспечивается на уровне 118,5 %.

Технология проведения работ. В основу технологии был заложен комплекс мероприятий по работе с системой «пласт - насосное оборудование - скважина».

Весь комплекс работ подразделялся на этапы по месяцам:

Первый этап (январь-июнь): с помощью изменения частоты тока, подаваемого на электродвигатели насосного оборудования, по каждой добывающей скважине подбирался оптимальный режим работы, при котором скважина работала с наибольшим дебитом нефти стабильно. Целью данного этапа является наиболее полное вовлечение в разработку зону дренирования скважины;

Второй этап (июль-сентябрь): работа с увеличенной текущей месячной компенсацией отбора закачкой до 130 %. Целью данного этапа является гидродинамическое воздействие на пласт для подключения тупиковых зон и прослоев, неохваченных процессом дренирования, в активную разработку;

Третий этап (сентябрь): проводится закачка в нагнетательные скважины потокоотклоняющих реагентов. Целью данного этапа является вовлечение в работу неохваченных выработкой зон, за счет изменения направлений фильтрационных потоков;

Четвертый этап (октябрь - декабрь): уменьшение текущей компенсации со 130 до 110 % с целью минимизации рисков резкого обводнения скважин при эксплуатации объекта с высокой компенсацией.

По окончании четвертого этапа разработка объекта осуществляется с поддержанием текущей компенсации на уровне 120 %.

На рисунке 4 приведена динамика основных показателей разработки залежи воронежско-саргаевского горизонта Вишанского месторождения за период проведения нестационарного воздействия.

Рисунок 4 - Динамика основных показателей разработки подсолевой залежи Вишанского месторождения

Как видно из рисунка 4 на первом этапе отборы жидкости были увеличены с 30,2 тыс. т до 37,5 тыс. т. Увеличение отборов жидкости спровоцировало рост обводненности. Интенсивность роста обводненности составила 0,8 % (абсолютных) в месяц. Таким образом, за время проведения первого этапа обводненность выросла на 3,1 % с 85,9 до 89,0 %. Вместе с этим, увеличение отборов жидкости отразилось на энергетическом состоянии залежи. Динамические уровни добывающих скважин снизились в среднем на 200 м, давление на приеме насоса снизилось на 5-10 атм.

С целью повышения пластового давления объекта и предотвращения снижения динамических уровней с июля месяца началось выполнение второго этапа работ. В течение трех месяцев (июль-сентябрь) текущая компенсация обеспечивалась на уровне 130 %. В результате чего, динамические уровни в скважинах повысились на 250-350 м. Добыча нефти увеличилась с 4,0 до 4,4 тыс. т в месяц.

В сентябре начался третий этап работ - закачка потокоотклоняющих реагентов. В качестве закачиваемой композиции использовался состав, разработанный лабораторией БелНИПИнефть на основе ПАА марки FP -307 с ацетатом хрома. До начала закачки композиций и после по нагнетательным скважинам были проведены промысловые геофизические исследования (ПГИ) по определению профиля приемистости скважин. На основании результатов ПГИ было установлено, что по каждой скважине произошло изменение профилей приемистости по сравнению с первоначальными.

С октября начался четвертый этап работ. Текущая компенсация была снижена со 130 % до 112 %. Однако рост обводненности не прекратился и в конце года обводненность составила 89,5 %.

Оценка эффективности. Технологическая эффективность работ по нестационарному воздействию на подсолевой залежи Вишанского месторождения рассчитывалась по характеристикам вытеснения методом Камбарова (рисунок 5).

Рисунок 5 - Эффективность работ по циклическому воздействию на залежи Вишанского месторождения, рассчитанная по характеристикам вытеснения (метод Камбарова).

Из рисунка 5 видно, что при выполнении первого этапа наблюдается положительное отклонение кривой фактической добычи нефти от базовой, что свидетельствует об увеличении объема добычи нефти. Начало снижения эффекта началось при выполнении работ второго этапа. При выполнении работ третьего этапа снова наблюдается прирост добычи нефти, свидетельствующий об эффективности выполняемых работ. На четвертом этапе наблюдается отрицательный эффект, т.е. фактическая добыча нефти снижается ниже базовой. вишанский карбонатный месторождение

Дополнительная добыча нефти, рассчитанная по кривым вытеснения, составила 1050 тонн. Полученные значения эффективности сопоставимы с дополнительной добычей, рассчитанной прямым счетом, т.е. разницей между базовой добыче нефти (средняя добыча нефти за 6 месяцев до проведения работ) и фактической добычей нефти.

Выводы

Проанализировав выполненные работы по внедрению модифицированной технологии нестационарного воздействия на Вишанском месторождении можно сделать следующие выводы:

· стабильная добыча нефти обусловлена увеличением отбора жидкости на первом этапе (подбор оптимального режима работы скважин);

· выполненные работы привели к росту обводненности по объекту с 85,4 до 88,9%;

· увеличение отборов жидкости привело к снижению динамических уровней добывающих скважин на 200 м, давление на приеме насоса снизилось на 5-10 атм;

· технологический эффект от выполненных работ составил 1050 т дополнительно добытой нефти. Основной эффект получен от работ первого этапа (подбор оптимального режима работы скважин);

Таким образом, выполненные работы указывают на эффективность нестационарного воздействия, однако технология работ (длительность полуциклов, объемы нагнетания, объемы отборов, значения текущей компенсации на каждом полуцикле) требует дальнейшего совершенствования.

Библиографический список

1. Демяненко Н.А., Пысенков В.Г., Пирожков В.В., Агеенко Е.В., Лымарь И.В., Тищенко Н.В. Технико-экономическая эффективность мероприятий по регулированию охвата пластов заводнением на нефтяных залежах месторождений РУП «ПО «Белоруснефть» // Проблемы освоения ресурсов нефти и газа Беларуси и пути их решения: материалы научно-практической конференции. - Гомель: РУП «ПО «Белоруснефть», 2003. - С. 365-375.

2. Демяненко Н.А. Перспективы развития методов воздействия на пласт // Проблемы освоения ресурсов нефти и газа Беларуси и пути их решения: материалы научно-практической конференции. - Гомель: РУП «ПО «Белоруснефть», 2003. - С. 472-479.

3. Карташ Н.К. Новые данные о выработке запасов семилукской залежи Речицкого месторождения // Поиски и освоение нефтяных ресурсов Республики Беларусь: сборник научных трудов. Вып. 7. - Гомель: БелНИПИнефть, 2010. - С. 35-43.

4. Салажев В.М. Обобщение опыта и результатов геолого-промыслового анализа разработки залежей нефти в карбонатных отложениях месторождений Беларуси и России. - Минск, 2013. - 480 с. 5. Гавура В.Е. Геология и разработка нефтяных и газовых месторождений. - М.: ВНИИОЭНГ, 1995. - 496 с.

Размещено на Allbest.ru